СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Удельное электрическое сопротивление и поляризуемость.
Электрическое сопротивление залежей нефти нефтеносных пластов может превосходить водоносных пластов в 100 раз и более.
Влияние термодинамических условий залегания проявляется главным образом через изменение электрических свойств насыщающего флюида. В
общем случае увеличения всестороннего давления ведет к возрастанию сопротивления, а увеличение температуры- к уменьшению его, т.к.
повышается проводимость флюида. В целом электрическое сопротивление почти всех видов пород с глубиной уменьшается, поскольку влияние температуры превалирует над давлением.
Для оценки общего эффекта залежи продуктивная толща рассматривается как единый электрический горизонт. При таком подходе различие в сопротивлениях нефтегазоносных и водоносных участков составляет в среднем до 2-3 раз, иногда до5. При малой мощности залежи (2050) различие составляет не более 30-50%.
Месторождение нефти и газа характеризуется повышенной поляризуемостью пород как в области залежи так и выше нее. Поляризуемость пород h в контуре залежи может увеличиваться по сравнению с законтурной частью до 5-7раз.
4.3 Радиоактивность
Радиоактивностью называется способность неустойчевых атомных ядер самопроизвольно превращаться в более устойчивые ядра других элементов,
испуская, альфа-бета-гамма-лучи и элементарные частицы (электроны,
нейтроны, протоны, позитроны и нуклоны).
Радиоактивность атомных ядер, находящихся в естественных условиях,
получила название естественной радиоактвности, а радиоактивный распад атомных ядер при их бомбардировки элементарными частицами-
искусственной радиоактивности.
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Естественная радиоактивность горных пород в основном обусловлена
присутствием в них естественных радиоактивных элементов урана
238 92
U и
продукта его распада радия
40 |
K. |
|
19 |
||
|
226 88
Ra, тория
232 90
Th и радиоактивного изотопа калия
Из осадочных пород, типичных для нефтяных и газовых месторождений,
наиболее радиоактивны чистые глины, высокая интенсивность гамма-
излучения которых фиксируется на диаграммах ГК. Менее радиоактивны песчаные и известковые глины, за ними идут глинистые пески, песчаники,
чистые пески и карбонатные породы.
Интенсивность искусственного гамма-излучения, рассеянного породообразующими элементами в процессе их облучения потоком гамма-
квантов измеряют методами рассеянного гамма-излучения. В методах рассеянного гамма-излучения в основном имеют место фотоэлектрическое поглощение и комптоновское рассеяние гамма-квантов породой.
Фотоэффект.
Гамма-квант при прохождении через вещество может вступить во взаимодействие с электронами атомов этого вещества. Гамма-квант передает всю свою энергию и полностью поглощается, а электрон выбрасывается за пределы атома. При фотоэффекте гамма-квант может выбить связанные электроны, энергия связи которых меньше энергии самого гамма-кванта.
Такой процесс вырывания электрона из атома фотоном называется фотоэффектом, а вырываемые электроны-фотоэлектронами.
Комптоновский эффект.
Комптоновское взаимодействие (поглощение и рассеяние) характерно для гамма-квантов всех энергий, свойственных гамма-излучению естественных радиоактивных элементов, и для большей части природных поглотителей является основным механизмом взаимодействия гамма-квантов с веществом.
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Комптоновское взаимодействие происходит на электронах при энергиях гамма-квантов, значительно превышающих энергию связи электронов на электронных орбитах. При этом гамма-квант вступает во взаимодействие со свободным или слабосвязанным электроном и в результате неупругого соударения с электроном передает последнему часть своей энергии и импульса, а сам изменяет свое направление, приобретает энергию и отклоняется под углом к первоначальному направлению. С увеличением энергии гамма-квантов угол их отклонения от первоначального направления при комптоновском взаимодействии закономерно уменьшается.
Для исследования интенсивности тепловых нейтронов по разрезу скважины на заданном расстоянии от источника быстрых нейтронов, которые в результате замедления породообразующими элементами превратились в тепловые – используют метод плотности тепловых нейтронов.
Регистрирующая интенсивность тепловых нейтронов зависит от замедляющей и поглощающей способности горной породы, т.е. от водородосодержания и наличия элементов с высоким сечение захвата тепловых нейтронов.
4.4 Нейтронные свойства
Пористость, глинистость, нефте-, водо-, газонасыщенность, химический состав твердой фазы пород, давление и температура влияют на показания нейтронных методов через соответствующие нейтронные характеристики.
Характеристиками пространственно-энергетического и временного распределения в г.п. надтепловых и тепловых нейтронов являются длина замедления нейтронов; время замедления нейтронов; дисперсия импульсов замедленных нейтронов; длина диффузии и длина миграции, время жизни и К диффузии тепловых нейтронов. Знание этих параметров небходимо для петрофизического обоснования способов применения нейтронных методов,
оптимизации условий измерений, создания алгоритмов обработки
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
результатов, установления связей интерпретационных параметро со свойствами изучаемых сред.
Современная методология нейтроных методов ориентирована на непосредственное измерение нейтронных характеристик г.п. и на их элементный анализ. При радиометрии скважин основное значение имеют процессы рассеяния и поглощения нейтронов. Рассеяние нейтронов, в
основном упругое, обуславливает потерю ими энергии и замедление.
Основными факторами, вызывающими замедление и поглащение нейтронов, являютсяводородо- и хлоросодержание среды.Обращает внимание близость нейтронных характеристик нефти и воды, обусловленная практически одинаковым их водородосодержанием.
Для пород с одинаковым минеральным составом скелета величины Ls (длина замедления быстрых нейтронов) и t (среднее время жизни тепловых нейтронов) уменьшаются с ростом их влажности, с увеличением их пористости.
4.5 Акустические свойства
Осадочные горные породы в большинстве своём являются дифференциально упругими и не обладают достаточно совершенной связью между фазами.
Скорость продольных волн в осадочных породах изменяется от 700 до
6000 м/с. В верхних частях разреза, где породы недостаточно уплотнены или просто рыхлые, наименьшая скорость наблюдается в песчаниках и глинах.
Такое же распределение скорости в среднем отмечается и в меловых отложениях, ниже по разрезу значения скорости в среднем в различных породах сближаются.
Основными факторами, влияющими на скорость распространения упругих колебаний в глинистых песчаниках , являются: литолого-
минералогический состав, поровое пространство, заполненное жидкостью,
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
степень насыщения пор жидкостью или газом, степень цементации,
текстурные и структурные особенности, разность горного и пластового давлений (эффективное давление). Скорость распространения упругих волн в нефти и газе меньше, чем в воде. Это объясняется большей сжимаемостью углеводородов, чем воды. Так скорость распространения волн в песке,
полностью насыщенном нефтью, на 15-20% меньше, чем в песке, заполненном водой.
Нефть оказывает определённое влияние на скорость и поглощение волн при прохождении их через залежь. Хотя величина этого влияния твёрдо не устаноалена, данные полученные на изучении ряда месторождений в условиях естественного залегания нефтегазоносных и водоносных слоёв показали, что скорость распространения в нефтегазоносных отложениях уменьшается по сравнению со скоростью в водоносной части в среднем на 0.5 км/с.
В отдельных случаях уменьшение скорости распространения в нефтегазоносных отложениях может достигать 1км/с и более, или 30-35%.
Большое значение имеют термодинамические условия залегания нефти.
С повышением температуры скорость распространения уменьшается, причем наиболее ярко в нефтенасыщенных породах (до 30% и более) по сравнению с газо- и водонасыщением. Увеличение давления (глубины), наоборот, ведет к повышению скорости распространения.
4.6 Физические свойства нефти и газа
Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в пределах 0.73-
1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности),
измеряемая в паскалях на секунду(1Па*с=10П), изменяется в широком диапозоне 0.001-0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор(м3/т)-
количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с,
давлении ~100 кПа из 1т нефти. Газовый фактор колеблется в широких